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Caracterización petrofísica de la
formación Lajas en el yacimiento
Lajas Tight Gas, a partir de la
definición de tipos de rocas y
unidades hidráulicas de flujo.
Área Aguada Toledo-Sierra Barrosa,
cuenca Neuquina
Por Diego T. Licitra (YPF S.A.), Nelo E. Bravín (YPF S.A.),
Aldo O. Montagna (YPF S.A. y U.N.R.N.),
Fabián Gutiérrez (YPF S.A.), Virgina Martínez Cal (YPF S.A.)
y Juan C. Porras (Consultora Inter-Rock, Venezuela).
Este trabajo ha sido premiado con el 1.° Premio del
Simposio de Evaluación de Formaciones del
VIII.° Congreso de Exploración y Desarrollo de
Hidrocarburos (Mar del Plata, noviembre de 2011).
48 | Petrotecnia • febrero, 2012
El objetivo específico de este estudio es generar
un modelo de garganta poral para definir tipos
de roca; y otro modelo de saturación de agua
que permita validar la ubicación del contacto
agua-gas, al tiempo que determinar la relación
entre tipos de roca y facies sedimentarias, y
determinar unidades de flujo.
E
l área de estudio abarca una superficie de 120 km² y
se ubica en la estructura anticlinal de Cupén Mahuida
(CuM), dentro del bloque de explotación Loma la
Lata-Sierra Barrosa (LLL-SB), en el límite entre la Dorsal
de Huincul y el engolfamiento neuquino. Estratigráficamente, la formación Lajas (Jurásico Medio) pertenece al
Grupo Cuyo, que comprende, de base a techo, a las sedimentitas marinas de la formación Molles, las rocas marino
marginales–continentales de la formación Lajas y los
sedimentos fluviales de la formación Challacó (Vergani et
ál., 2002).
A partir de un análisis de las descripciones sedimentológicas y paleoambientales de 36 m de coronas (2 pozos)
y numerosos testigos laterales (4 pozos) se concluye que
en el área estudiada, la formación Lajas está constituida
por tres litofacies principales: areniscas con estructuras
masivas y con capas entrecruzadas, litofacies heterolíticas
y litofacies arcillosas masivas con conglomerados subordinados. Composicionalmente, los conglomerados y areniscas son litofeldespáticas (Folk, 1974) con sostén clástico,
con escasa matriz (<15%), cemento silíceo y de arcillas
autigénicas presentes en proporciones variables entre 8 y
15% en promedio y con una selección de moderada a buena. Estas rocas tienen de baja a moderada porosidad (entre
2 y 8% en promedio) la cual es principalmente secundaria por disolución con escasas microfisuras. Según DRX,
el principal argilomineral es la illita e interestratificado
80/20 de illita/esmectita que se encuentran como cemento
precipitado derivado de la alteración de los feldespastos.
La mayoría de las muestras presenta bitumen seco que
ocupa los espacios intergranulares y las microfisuras.
En el gráfico de Dickinson et ál. (1983), las muestras
de la sección inferior de la formación Lajas corresponden
a un orogénico reciclado que evoluciona en las secciones
media y superior a arco disectado, mientras que en el de
Maynard et ál. (1982), todas caen en zona de falla transformante. Esto se puede relacionar con la hipótesis de
convergencia oblicua entre dos zonas, bajo un campo
de esfuerzos relacionado con la subducción de la placa del
Pacífico (Silvestro et ál., 2008).
Una compleja y variada historia diagenética, alteró
las propiedades físicas y químicas de las rocas, donde
la cementación (como relleno intergranular, parches y
elementos de reemplazo, de una distribución y composición extremadamente heterogénea, tales como arcillas
autigénicas, caolín, carbonato de calcio, silicatos y óxidos
de hierro), la presencia de carbón/bitumen (que ocupa
los espacios porales intergranulares y microfracturas) y la
compactación diferencial son los factores predominantes
de estos procesos diagenéticos. La obtención de una comprensible descripción del reservorio es el motivo clave
que justifica la realización de este trabajo. La obliteración
y desmejoramiento de las condiciones petrofísicas (en
cuanto a carga y flujo de hidrocarburos) llevaron a imprimirle la característica de reservorio “tight” a la formación
Lajas. En realidad, a estas particularidades hay que adicionarles los relativamente pocos datos de roca (comparados
con el espesor por caracterizar y el número de pozos perforados) y el hecho de que las pruebas de presión capilar
disponibles fueron realizadas hasta 1.706 psi, con lo que
no se logró penetrar todo el sistema poroso de la muestra.
En función de esta problemática, los objetivos de la
caracterización realizada fueron generar un modelo de
garganta poral con el propósito de definir tipos de roca,
obtener un modelo de saturación de agua según el tipo de
roca y la altura sobre el contacto agua-gas (CAG), que permita validar su ubicación en el reservorio; determinar relación existente entre tipos de roca y facies sedimentarias, y
precisar unidades de flujo sobre la base de los criterios de
calidad de roca; todo con el fin último de mejorar el conocimiento del reservorio y su futura explotación.
Esto fue posible a través del análisis detallado de
descripciones geológicas y análisis petrofísicos especiales
de coronas, complementado con información de perfiles de
pozos, entorno geológico y datos de producción.
Si bien se partió de la metodología propuesta por
Winland (1972), la determinación se realizó utilizando la
técnica de Pittman (1992, modificación del trabajo original de Winland), y de Lorenz (1999), para definir tipos de
rocas y unidades de flujo respectivamente. La caracterización de la saturación de agua se realizó con el concurso
de la función J.
Problemáticas
Las problemáticas a las que nos enfrentamos al realizar
la evaluación de los reservorios de arenas compactas de la
formación Lajas, a partir de la definición de tipos de rocas
y unidades hidráulicas de flujo, se pueden resumir en:
- Una pobre relación cuantitativa entre datos de roca
(coronas y testigos rotados)/espesor por caracterizar/
número de pozos perforados.
- Las pruebas de presión capilar disponibles fueron realizadas hasta 1.706 psi, con las que no se logró penetrar
todo el sistema poroso de la muestra.
- Incertidumbre en la presencia o no de un contacto
gas/agua. Ni la información aportada por los ensayadores de formación (aunque la mayoría de las pruebas
resultaron secas o inconclusas por falta de sello de la
herramienta); ni el resultado de la interpretación de
los registros eléctricos (no hay cambios de resistividad
que pudieran estar asociados a un CAG). Sin embargo,
a partir de pruebas de producción de los pozos, entendemos a priori que debido al fracturamiento al que han
sido sometidas las zonas productoras, muchas de estas
están probablemente afectadas por comunicación entre
las zonas de gas y zonas con saturaciones de agua mayores. De igual manera, el límite definido de este modo
se aproxima más a la profundidad de ‘‘Gas-Down-To’’y
no al contacto agua-gas original.
- Presencia de un marco diagenético complejo que atenta
contra un modelo de facies en función de las fuentes de
datos e información de subsuelo.
Objetivos
Dentro del gran objetivo de obtener una buena caracterización petrofísica a partir de la determinación de tipos
de roca y unidades hidráulicas de flujo, con este estudio
nos hemos propuesto los siguientes objetivos específicos:
- Generar un modelo de garganta poral con el propósito
de definir tipos de roca.
Petrotecnia • febrero, 2012 | 49
- Generar un modelo de saturación de agua en función del
tipo de roca y la altura sobre el contacto agua-gas (CAG),
que permita validar su ubicación en el reservorio.
- Determinar la relación existente entre tipos de roca y
facies sedimentarias.
- Determinar unidades de flujo sobre la base de los criterios de calidad de roca.
En cuanto a la información correspondiente a los
registros eléctricos de pozos, la figura 2 resume el inventario de estos, en el que se destacan la cantidad y calidad de
los perfiles de porosidad disponibles en la mayoría de los
pozos analizados y, además, cuenta con algunos perfiles
especiales como resonancia magnética nuclear (RMN),
imágenes y sónico dipolar.
Perfiles disponibles
19
19
18
19
18
19
18
18
11
7
7
N
.D
IP
.
RM
SO
N
AG
.
IM
S
PE
F
O
TE
N
CA
LI
DR
H
I
PH
N
DT
4
GR
Re
si
st
iv
id
ad
RH
OB
Para este proyecto se utilizó la información de 20
pozos. La figura 1 muestra el mapa estructural del área
de estudio, con la distribución geográfica de los pozos
cargados al proyecto petrofísico, se ve en color rojo los
pozos con coronas y en azul los pozos con testigos laterales, respectivamente, los cuales fueron considerados clave
para el estudio.
19
SP
1) Datos disponibles
Números de pozos
Desarrollo
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Figura 2. Perfiles eléctricos disponibles.
2) Análisis de datos
Figura 1. Mapa con la ubicación de los pozos con datos de roca.
Previo a la generación del modelo de garganta poral,
los datos petrofísicos de las coronas fueron analizados
con el propósito principal de observar rangos y promedios de las propiedades medidas (figura 3).
En la figura 4 se presentan los gráficos de porosidad
y permeabilidad medidas en todas las muestras tanto a
condiciones de laboratorio (STD) como a condiciones de
confinamiento (NOBP), de los cuales se determinaron las
siguientes relaciones:
De los 20 pozos del proyecto, 6 cuentan con datos
petrofísicos de coronas y/o testigos laterales en la zona
de interés. En las tablas 1 y 2 se muestra un resumen con
la información básica y análisis de coronas y testigos laterales, tanto geológicos como convencionales (RCAL) y
especiales (SCAL), disponibles para estos pozos.
Por su parte, la figura 5 muestra la relación existente
entre permeabilidad Klinkenberg y permeabilidad al aire,
tanto en condiciones de laboratorio (STD) como en condiciones de reservorio (NOBP).
Geológicos
Pozo
Coronas y
Descrip.
Sección
Sem
XRD
Petrografía
test. Lat.
litológica
fina
YPF. Nq. CuM.a-13
X X
X
YPF. Nq. CuM.a-15
X
X
X
X
X
X
YPF. Nq. CuM.a-17 (I)
X
YPF. Nq. CuM.a-18
X
X
X
YPF. Nq. CuM.a-19
X
X
X
X
X
X
YPF. Nq. CuM.a-6
Estudio
diagenético
X
Tabla 1. Estudios sedimentológicos a partir de datos de roca disponibles.
RCAL
Pozo
AMB
NOBP
Compres.
Variación
Vol. Poral
Kgas con NOBP
YPF. Nq. CuM.a-13X
YPF. Nq. CuM.a-15
X
X
YPF. Nq. CuM.a-17 (I)
X
X
X
X
YPF. Nq. CuM.a-18
X
X
X
X
YPF. Nq. CuM.a-19
X
X
YPF. Nq. CuM.a-6
X
Tabla 2. Estudios petrofísicos a partir de datos de roca disponibles.
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SCAL
Factor de
formación
Índice de
resistividad
PC
Iny. Hg
K rel
G/O
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Frecuencia
Histograma porosidad total
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0
2
4
6
8
10
12
14
Clase
Series 1
16
18
20
0%
22
Series 2
Histograma permeabilidadtotal
70
100%
90%
Frecuencia
60
80%
50
70%
40
60%
30
40%
50%
30%
20
20%
10
0
10%
0,0001
0,001
0,01
0,1
1
10
100
1000
10000
0%
Clase
Series 1
Series 2
Figura 3. Histogramas de distribución de porosidad y permeabilidad.
Otro ítem dentro del análisis de datos fue la evaluación
de compresibilidad tanto de porosidad como de permeabilidad. Utilizando los estudios de dos de los pozos, el YPF.
Nq.CuM-17(I) y el YPF.Nq.CuM-18, se pudo determinar
una reducción de la porosidad inicial que va desde 7,81%
con una presión de 4.000 psi en el pozo YPF.Nq.CuM17(I), hasta 14,06% con una presión de 7.500 psi en el
pozo YPF.Nq.CuM-18. Considerando que la presión actual del reservorio se encuentra alrededor de 3.500-4.000
psi, la reducción en porosidad con presión de confinamiento estaría en el orden de 8-9% de la porosidad inicial
(figura 6). Con respecto a la permeabilidad, a una presión
de 3.500-4.000 psi se observa una reducción de la per-
Figura 4. Porosidad y permeabilidad en condiciones de laboratorio vs. las
condiciones de yacimiento.
meabilidad inicial que va desde 76,98% en el pozo YPF.
Nq.CuM-17(I), hasta 76,70% en el pozo YPF.Nq.CuM-18.
El análisis de los datos concluyó con la evaluación de las
Figura 5. Permeabilidad Klinkenberg vs. permeabilidad al aire. (A: Condiciones de laboratorio, STD; B: Condiciones de Reservorio, NOBP).
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Disminución de porosidad con presión (%)
16
14
14,06%
12
11,09%
10
8
6
8,70%
9,86%
11,40%
12,49%
9,97%
de la ordenada “Y”, el radio de garganta poral en micrones. La forma que presentan estas curvas indica la presencia de una zona de transición amplia. Es importante mencionar que las mediciones representadas por las curvas de
presión capilar corresponden a la matriz.
3) Determinación de los tipos de roca
7,81%
4
2
0
YPF.Nq.CuM-17
YPF.Nq.CuM-18
4000 5000 6000 7000
psi
psi
psi
psi
3500 5000 6000 7500
psi
psi
psi
psi
Figura 6. Disminución de porosidad con presión.
curvas de presión capilar por inyección de mercurio, sobre
las cuales se iba a asentar la caracterización del tipo de roca
en función de su capacidad de flujo y almacenamiento. De
este análisis se pudieron determinar los perfiles de garganta
de poro para cada tipo de roca, y el radio de garganta poral
dominante del sistema poroso interconectado.
Para el estudio se contó con 17 pruebas convencionales de presión capilar por inyección de mercurio, 6 en el
pozo YPF.Nq.CuM.a-15, y 11 en el pozo YPF.Nq.CuM-19,
las cuales alcanzaron presiones de 120 kg/cm2 (1.706 psi).
En la figura 7 se presentan dichas curvas, donde se
puede apreciar que a medida que las curvas de inyección
de mercurio se desplazan hacia la esquina superior derecha, la presión de entrada y la saturación de agua irreducible (Swirr) aumentan. Esto indica que la calidad de la
roca disminuye. Además, se muestra en el eje secundario
El tamaño de garganta de los poros puede ser estimado a partir de los datos de porosidad y permeabilidad
de los análisis convencionales de coronas a condiciones
de superficie. Winland (1972) desarrolló una relación
empírica (utilizando análisis de regresión lineal múltiple)
entre porosidad, permeabilidad al aire y apertura del poro
correspondiente a una saturación de mercurio de 35%
(R35), de acuerdo a la siguiente ecuación:
Donde R35 es el radio efectivo de apertura del poro
(micrones) correspondiente a una saturación de mercurio
de 35%, Kaire es la permeabilidad al aire no corregida (md),
y “ϕ” es porosidad (%).
Como una primera aproximación para la determinación del tipo de roca, se realizaron gráficos de K/PHI con
los datos de porosidad y permeabilidad obtenidos de los
pozos con análisis convencionales de coronas. Las figuras
8 y 9 muestran la distribución en el área de estudio de
estos datos, de todos los pozos (figura 8) y de uno de los
Figura 8. Gráfico K/PHI, formación Lajas, todos los pozos.
Figura 7. Gráficos de presión capilar por inyección de mercurio, en escalas
semilogarítmica y lineal.
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Figura 9. Gráfico K/PHI, formación Lajas, pozo YPF.Nq.CuM-6.
Figura 10. Gráficos de intrusión de mercurio, formación Lajas.
Figura 11. Gráficos de ápice, formación Lajas.
pozos en particular (figura 9), donde las líneas diagonales
representan valores iguales de K/PHI, por lo tanto, los
puntos graficados a lo largo de la misma línea representan rocas de calidad similar. En dichos gráficos se pueden
observar las diferentes familias de tipos de roca presentes.
Al mismo tiempo, se realizaron los gráficos de intrusión de mercurio (figura 10), los cuales son un rápido indicador del tamaño de la garganta poral que domina el flujo
para cada una de las muestras analizadas. Estos se construyeron graficando la saturación incremental de mercurio
versus el radio de garganta poral, y en estos gráficos se
puede observar el incremento de volumen de mercurio
que ocupa el espacio poroso para un radio de garganta de
poro dado, correspondiente a cada tipo de roca.
Esto último nos llevó a aplicar la metodología de
Pittman (1992), quien modificó el concepto de Winland
estableciendo 14 correlaciones empíricas para radios de
apertura de poro correspondientes a saturaciones de mercurio de 10% a 75%. Para determinar el radio de garganta
de poro dominante que mejor se ajusta a los datos de presión capilar, porosidad y permeabilidad del área se aplicaron varias metodologías gráficas, tales como los gráficos
de ápice y los gráficos “uno-a-uno” (figuras 11 y 12).
Los gráficos de ápice fueron generados con los datos
de saturación de mercurio divididos entre la presión
capilar (SHg/Pc) versus la saturación de mercurio (SHg).
Estos se emplearon como herramienta para obtener un
promedio de saturación en la cual se encontraría el radio
de garganta de poro dominante. El punto de inflexión
de las curvas indica la saturación de mercurio promedio
correspondiente al radio de garganta de poro que domina
el flujo. Los gráficos de ápice mostraron un punto de inflexión para la formación Lajas entre 10% y 25%.
Los denominados gráficos “uno-a-uno” permiten de-
Figura 12. Gráficos “uno-a-uno”, formación Lajas.
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Figura 13a. Curvas de presión capilar, pozo YPF.Nq.CuM.a-15.
Figura 13b. Curvas de presión capilar, pozo YPF.Nq.CuM-19.
Figura 14. R20 vs. Swirr, formación Lajas.
Figura 15. Distribución de muestras de presión capilar, formación Lajas.
tectar la correlación que existe entre el radio de garganta
de poro calculado a partir de las curvas de presión capilar
y el calculado a partir de las correlaciones de Winland
R35 y Pittman obtenidos de los datos de análisis convencionales de porosidad y permeabilidad. Es decir, son
la base para determinar el modelo de garganta poral que
mejor reproduce la curva de presión capilar obtenida en
el laboratorio.
En la figura 12 se observa que para la formación Lajas
el mejor ajuste se obtiene con la ecuación R20 de Pittman,
la cual se presenta a continuación:
muestras de presión capilar en un gráfico Pittman R20 de
permeabilidad versus porosidad, en el cual se observa una
distribución uniforme de las muestras en los diferentes
tipos de roca presentes en la formación Lajas, lo que dio
representatividad y confiabilidad al modelo de garganta
poral definido.
La figura 16 muestra el gráfico R20 de Pittman para
uno de los pozos del proyecto, donde se observa la distribución de los tipos de roca presentes en cada pozo, así
como también el tipo de roca predominante en cada uno
de ellos.
Donde R20 es el radio de apertura de poros (micrones)
correspondiente a una saturación de mercurio de 20%, Kaire
es la permeabilidad al aire y “ø” la porosidad expresada en
porcentaje. Tanto Kaire como “ø” corresponden a valores
medidos en condiciones estándares de laboratorio.
Una vez definido el modelo de garganta poral, se puede determinar en las curvas de presión capilar el punto
de cruce de SHg = 20% con cada una de las curvas, lo que
permite determinar el tamaño de garganta poral correspondiente a cada muestra, como se presenta en las figuras
13a y b, y 14. De igual manera, es posible determinar la
relación entre la Sw mínima observada en las curvas de
presión capilar (“Swirr”) y el radio de garganta poral R20,
tal como se presenta en la figura 14.
En la figura 15, se presenta la distribución de las
Figura 16. Gráfico R20 de Pittman, formación Lajas, todos los pozos.
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4) “Extrapolación” de tipos de roca
En la bibliografía hay ejemplos de distintos métodos
para vincular los tipos de rocas obtenidos con datos de
roca con la información de registros eléctricos de pozos
para, a partir de estos, “llevar” al resto de los pozos donde
no se tenga ni testigos coronas ni testigos rotados. Así,
lógica difusa, redes neuronales, regresiones múltiples,
geostadística son algunos de los más usados. En este caso
se partió de lo más básico, que es ver la relación entre
porosidad y permeabilidad de rocas con porosidad y permeabilidad de perfiles.
Para la estimación de la porosidad a partir de la combinación de los perfiles densidad y neutrón se considera
la relación “arenisca/limolita” resultante en la evaluación.
Luego las cuatro porosidades (porosidad densidad para los
dos minerales y porosidad neutrón para los dos minerales) fueron calculadas usando las siguientes ecuaciones:
Donde:
øD = Porosidad de la densidad.
rmat = Densidad de la matriz.
rb = Densidad leída del registro.
rWetcl = Densidad de la arcilla húmeda.
rf = Densidad del filtrado de lodo.
rhden = Densidad del hidrocarburo conocida.
rHyAp = Densidad de hidrocarburo aparente.
Vcl = Volumen de arcilla húmeda (VWCL).
Sxo = Saturación de agua en la zona lavada.
Donde:
øN = Porosidad del neutrón.
rneu = Lectura del neutrón en el registro.
Figura 17. Calibración modelo de porosidad con datos de coronas.
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Vcl = Volumen de arcilla húmeda (VWCL).
NeuCl = Neutrón de la arcilla húmeda.
NeuMat = Matriz en la cual se obtuvo el neutrón.
Exfact = Factor de “excavación” del neutrón.
NeuSal = Corrección del neutrón por salinidad de formación.
Sxo = Saturación de agua en la zona lavada.
rhden = Densidad del hidrocarburo conocida.
NeuHyHI = Índice de hidrógeno de hidrocarburo aparente.
Finalmente la porosidad combinada densidad-neutrón
se obtuvo a partir de la relación:
Donde:
øDN = Porosidad densidad-neutrón.
øN1 = Porosidad neutrón corregida para la matriz 1.
øN2 = Porosidad neutrón corregida para la matriz 2.
øD1 = Porosidad densidad corregida para la matriz 1.
øD2 = Porosidad densidad corregida para la matriz 2.
En las zonas de mal calibre donde las herramientas de
densidad y neutrón están afectadas, se estimó la porosidad
a partir del perfil sónico, el cual no es afectado de manera
tan severa como el perfil de densidad o el neutrón. La porosidad a partir del sónico se calculó utilizando la ecuación de
Wyllie, la cual se presenta a continuación:
Donde:
øs = Porosidad del sónico.
Dt = Lectura del perfil sónico.
Dtmat = Valor del perfil sónico de la matriz.
Vcl = Volumen de arcilla húmeda (VWCL).
Dtcl = Valor del perfil sónico de la arcilla húmeda.
Dtfl = Valor del perfil sónico del filtrado de lodo.
Sxo = Saturación de agua de la zona lavada o invadida.
Dthy = Valor del sónico del hidrocarburo.
Cp = Factor de compactación.
Figura 18. Permeabilidad de coronas vs. porosidad de coronas,
formación Lajas.
Es importante mencionar que en los cálculos de porosidad realizados, tanto con la combinación densidad-neutrón como en cada uno por separado, fue inherente la corrección por gas y por presencia de arcilla al tomar como
variables la densidad del hidrocarburo aparente, el índice
de hidrógeno del hidrocarburo aparente, y los valores de
densidad y neutrón en la arcilla húmeda. Los valores
de densidad (RHOwc) y neutrón (NEUwc) de la arcilla húmeda fueron determinados a partir de los gráficos cruzados
densidad vs. neutrón. Para el caso del sónico, los valores
del sónico de la arcilla húmeda (DTwc) fueron determinados a partir de los gráficos cruzados neutrón versus sónico.
En la figura 17 se observa el muy buen ajuste entre la
curva de porosidad (PHIE) obtenida y los datos de porosidad provenientes de los análisis de coronas de los pozos.
En cuanto a la permeabilidad, es una de las propiedades de la roca más difícil de estimar a partir de los perfiles.
La estimación de la permeabilidad se hizo a partir del gráfico de permeabilidad vs. porosidad de coronas (figura 18),
el cual mostró dos tendencias claras, una definida por el
pozo YPF.Nq.CuM.a-15 y otra por el resto de los pozos.
Como puede observarse en la figura 18, algunas de las
muestras se encuentran fisuradas y no fueron tomadas en
cuenta para la determinación de la permeabilidad debido a
que no son representativas de la permeabilidad de la matriz.
Estos datos fueron graficados para determinar las ecuaciones respectivas, tal como se muestra en las figuras 19 y 20.
Las ecuaciones determinadas para calcular la permeabilidad son las siguientes:
Pozo YPF.Nq.CuM.a-15 (curva celeste en la figura 19):
Figura 19. Determinación de ecuación para estimar permeabilidad,
Pozo YPF.Nq.CuM.a-15.
Figura 20. Determinación de ecuación para estimar permeabilidad en
el resto de los pozos con corona o testigos laterales.
Luego de determinar la porosidad y la permeabilidad
en todos los pozos evaluados, se calculó el radio efectivo
de garganta de poro (R) utilizando el modelo de roca establecido para la formación Lajas (R20 Pittman), de acuerdo
a la ecuación que se presenta a continuación:
Resto de los pozos (curva celeste en la figura 20):
En la figura 21 se presenta una sección esquemática
donde se observan las curvas de permeabilidad obtenidas
a partir de las ecuaciones precedentes, y el ajuste de estas
con la permeabilidad medida en las coronas.
A partir de esta ecuación se determinaron los tipos de
roca según el radio efectivo de garganta de poro, según la
siguiente clasificación:
Roca megaporosa: R > 10 m
Petrotecnia • febrero, 2012 | 61
Figura 21. Calibración modelo de permeabilidad con datos de coronas.
Roca macroporosa: 2 m < R < 10 m
Roca mesoporosa: 0,5 m < R < 2 m
Roca microporosa: 0,1 m < R < 0,5 m
Roca nanoporosa: R < 0,1 m
En la figura 22 se presenta una sección esquemática
donde se observan las curvas de radio de garganta poral
Figura 22. Calibración modelo de garganta poral con datos de coronas.
62 | Petrotecnia • febrero, 2012
estimadas a partir de la ecuación mencionada, y el ajuste
de estas con el radio de garganta poral estimado en las
coronas.
La figura 23 muestra un gráfico de dispersión del radio
de garganta poral R20 calculado en las coronas versus el
estimado con los perfiles.
posicionales que originan cambios en la configuración del
sistema poroso y afectan la capacidad de flujo y almacenamiento inicial de la roca.
Posteriormente, se realizaron gráficos por separado
para cada facies (un ejemplo se presenta en la figura 25),
en los cuales se observa que una misma facies puede
abarcar diferentes tipos de roca, y que existe una buena
correlación de permeabilidad versus porosidad sólo en las
facies de arenitas litofeldespáticas medias y gruesas.
Figura 23. Radio de garganta poral R20, coronas vs. perfiles.
5) Correlación entre tipos de roca y facies
sedimentarias
En función de las facies, de la granulometría
y la composición química (tabla 3), se intentó
vincularlas a los tipos de
rocas definidos por R20 de
Pittman.
Tabla 3. Facies sedimentarias
definidas en la formación Lajas.
En la figura 24 se puede
observar que dentro de las
familias correspondientes a cada tipo de roca se encuentran
diferentes facies sedimentarias, lo cual indica que no existe
una correlación directa entre cada una de las facies sedimentarias y los tipos de roca, pues existen procesos postde-
Figura 24. Gráfico R20 de Pittman, todas las facies sedimentarias.
Figura 25. Gráfico R20 de Pittman. Facies arenita litofeldespática
gruesa.
6) Cálculo de saturación de agua
Para el cálculo de la saturación de agua a partir de los
perfiles se utilizó la ecuación de Simandoux, la cual corrige por efecto de arcilla, es decir, por el efecto de conductividad que adicionan las arcillas debido a la presencia de
agua de adsorción.
Se presenta a continuación la ecuación utilizada:
Donde:
Sw = Saturación de agua.
Rw = Resistividad del agua de formación.
Rt = Resistividad verdadera de laf.
ø = Porosidad.
m = Exponente de cementación.
n = Exponente de saturación.
a = Índice/factor de tortuosidad.
Vwcl = Volumen de arcilla húmeda.
Rcl = Resistividad de la arcilla.
La realidad es que por perfiles no hay espesores netamente acuíferos (figura 26).
Entendemos que esto es resultado de utilizar un modelo que fue desarrollado para reservorios convencionales
en la evaluación de un reservorio de arenas compactas
como es la formación Lajas, donde además tenemos algunos problemas e incógnitas como la presencia de algunas
capas delgadas (las herramientas de resistividad no tienen
suficiente resolución vertical para resolverlas adecuadamente), el ambiente de perfilaje (temperatura, tipo de
lodo, tamaño de pozo, etc.), incertidumbre en algunos
de los parámetros de entrada para la ecuación de saturación de agua (factor de cementación, exponente de
Petrotecnia • febrero, 2012 | 63
Figura 26. Baja saturación de agua de acuerdo a los perfiles de pozo.
saturación, resistividad del agua de formación, etc.), heterogeneidad del reservorio, etcétera.
Por todo ello, buscamos algún método para estimar la
saturación de agua independiente de la resistividad y escogimos la Función J de Leverett. En 1941, Leverett desarrolló
una función adimensional que relaciona las propiedades de
la roca y de los fluidos a la cual llamó Función J. Como es
sabido, la distribución del tamaño de los poros está relacionada con la presión capilar, por lo que la Función J puede
ser expresada en términos de esta. La Función J considera
los cambios en porosidad, permeabilidad y humectabilidad
del yacimiento, siempre y cuando la geometría poral permanezca relativamente constante.
La función J puede ser derivada de la ecuación de
Carman-Kozeny y expresada de la siguiente manera:
Figura 27. Función J vs. Sw, formación Lajas.
Donde:
Variable
SistemaYacimientoSistema Sistema
C.G.S.
de petróleo
mixto
métrico
J (Sw) = Función J
adimensional adimensional adimensional
adimensional
dinas/cm2 psi
atm
bar
PC = Presión capilar
s = Tensión interfacial
dinas/cm
dinas/cm
dinas/cm
mN/m
θ = Ángulo de contacto
grados
grados grados
grados
K = Permeabilidad
cm2mDmD mD
ø = Porosidad
%
%
%
%
1
0,217
3,183
3,141
C1 = Constante adimensional
Los datos de presión capilar de una formación específica pueden expresarse en una curva de función J versus
64 | Petrotecnia • febrero, 2012
Figura 28. Función J vs. Sw, (log-log), formación Lajas.
Figura 29. Sw vs. Función J, (log-log), formación Lajas.
Figura 31. J vs. Sw, por tipo de roca, formación Lajas.
saturación de agua. A partir de las curvas de presión capilar, para cada valor de Sw puede tomarse el valor correspondiente de Pc, y una función J puede ser calculada, y
resultar en un gráfico como el que se presenta en la figura
27.
A partir de un gráfico log-log de J vs. Sw (figura 28), se
obtiene la relación para determinar Sw a partir del valor de J.
Los datos anteriores pueden ser también graficados con
Sw en el eje Y, y J en el eje X, de manera de obtener las relaciones para estimar Sw en función de J, tal como se presenta
en la figura 29, y en la ecuación destacada más arriba.
En la figura 29 se observa que la muestra 29860 del
pozo YPF.Nq.CuM-19, que corresponde a una arcilita masiva compacta moderadamente bioturbada (fisurada) y no
es representativa del reservorio, se desvía de la tendencia
general por lo cual fue descartada para la determinación
Los gráficos de J en comparación con Sw se elaboraron
por tipo de roca (figura 31), en los cuales se puede apreciar que una misma Función J honra los diferentes tipos
de roca.
La principal ventaja de obtener saturación de agua a
partir de la Función J es que esta es independiente de la
resistividad y, al mismo tiempo, honra capilaridad y provee una distribución de saturación físicamente razonable,
tomando en consideración las relaciones entre la porosidad y la permeabilidad, en otras palabras, está asociada a
los tipos de roca presentes en el reservorio.
Cuando las saturaciones derivadas a partir de los registros eléctricos y las derivadas a partir de la Función J
tienen una buena relación, esta última puede ser utilizada
en diferentes escenarios, tales como:
1. Zonas de transición donde no existen perfiles disponibles.
2. Curva de entrada a los simuladores.
3. Zonas depletadas, con el propósito de reconstruir las
saturaciones originales.
4. Capas delgadas donde las herramientas de resistividad
no tienen buena resolución.
de la siguiente ecuación:
Es importante notar la baja porosidad de dicha muestra, la cual es la razón probable de que se encuentre fuera
de tendencia. La figura 30 muestra una comparación entre la saturación de agua estimada a partir de la ecuación
recién especificada (Sw_J, eje Y) y los valores de saturación de agua obtenidos en las pruebas de presión capilar
(Sw_lab, eje X). En dicha figura se observa una muy buena
correlación. La línea roja representa una línea de 45°,
sobre la cual los valores de Sw_J y Sw_lab serían iguales.
Una vez definida la saturación, se procedió a determinar la altura sobre el nivel de agua libre. La presión
capilar en el reservorio, a una determinada altura sobre
el nivel de agua libre puede ser estimada a partir de la
siguiente relación:
Donde:
Pc = Presión capilar.
g = Aceleración de gravedad.
h = Altura sobre el nivel de agua libre.
rw = Densidad del agua.
rhc = Densidad del hidrocarburo.
C2 = Constante adimensional = 100,000 (sistema métrico), 1 (unidades de campo).
Combinándola con la Función J, se puede determinar
la altura sobre el nivel de agua libre, a partir de la siguiente ecuación:
Figura 30. Sw_J vs. Sw_lab, formación Lajas.
Petrotecnia • febrero, 2012 | 65
Figura 32. H vs.Sw, formación Lajas.
Figura 35. Swi vs. K/PHI, para diferentes alturas.
Figura 33. H vs. Sw, formación Lajas, por tipo de roca.
La figura 32 representa la altura (H, en metros) determinada a partir de esta ecuación versus saturación
de agua, para la formación Lajas. La figura 33 muestra
los mismos datos, con las muestras identificadas por
tipos de roca. Con todo esto, el último paso fue intentar
encontrar una relación entre saturación de agua, altura
sobre el nivel de agua libre y los tipos de roca, y la posible
presencia de un contacto agua-gas.
Está ampliamente documentado en la literatura que
las curvas de presión capilar ilustran la variación de saturación de agua a lo largo de la columna de hidrocarburos,
Figura 34. Relación entre Sw, tipo de roca y altura sobre el nivel de
agua libre (espesor de la columna de hidrocarburos).
66 | Petrotecnia • febrero, 2012
Figura 36. Swi vs. R20, para diferentes alturas.
y que esta variación está asociada básicamente a dos
factores, el tipo de roca (petrofacies), y la altura sobre el
nivel de agua libre (H), o lo que es lo mismo, el espesor
de la columna de hidrocarburos. La figura 34 ilustra estos
conceptos.
Tomando como base las pruebas de presión capilar por
inyección de mercurio y la Función J derivada a partir de
estas, se determinaron relaciones entre saturación de agua
mínima y los indicadores de calidad de roca (K/PHI y R20),
para alturas de 168,68 m (correspondiente al máximo valor
de Pc), 84,34 m, 35,14 m, 10,54 m y 2,81 m. Estas relaciones indican la variación de Swi por tipo de roca, en función de K/PHI (figura 35) y R20 (figura 36), a diferentes
alturas.
Del mismo modo, se calculó la saturación a agua
mínima relativa (SWminrel) a partir de relaciones entre
SWmin y H para los diferentes tipos de roca presentes en
el reservorio. Las mismas fueron derivadas a partir de la
Figura 37, y se presentan a continuación:
1) Roca tipo mesoporosa: Swmin = 115.8 * H-0.16
2) Roca tipo microporosa: Swmin = 115.3 * H-0.10
3) Roca tipo nanoporosa: Swmin = 105.2 * H-0.02
Figura 37. Swmin vs. H (m), por tipo de roca.
Figura 39. Ejemplos de datos de probador de formaciones, formación
Lajas.
Figura 38. H (m) vs. Swmin, por tipo de roca.
En la figura 38 se presenta la misma información
anterior, esta vez con H en el eje vertical, de manera de
mostrar la variación del perfil de Sw con altura, por tipo
de roca.
La incertidumbre de estas relaciones está en función
de la cantidad y calidad de las muestras de presión capilar.
Para determinarlas se utilizaron datos de los pozos YPF.
Nq.CuM.a-15 e YPF. Nq.CuM-19, que podrían encontrarse
a alturas diferentes sobre el contacto agua-gas, el cual además, muy probablemente se ubica por debajo de la base
del reservorio. En otras palabras, lo más probable es que
la altura de la columna de hidrocarburos sobre el nivel de
agua libre sea mayor que el espesor del reservorio, por lo
cual el contacto no puede observarse en los perfiles.
Los datos del probador de formaciones (RFT) no muestran evidencias de contactos entre fluidos, tal como se
observa en la figura 39, en la que se muestran como ejemplos los pozos YPF.Nq.CuM-10, YPF.Nq.CuM-11, YPF.
Nq.CuM.a-15 e YPF.Nq.CuM.a-16. Es importante mencionar que una gran cantidad de los datos de RFT no es representativa ya que se trata de casos de pruebas secas (Dry
Test) debido a lo apretado de la formación, o casos donde
la herramienta “no hizo sello” con la formación.
Por lo anteriormente mencionado, se mantuvo el contacto agua-gas, el cual realmente es el valor más bajo de
gas observado, tal como está actualmente definido en el
mapa oficial, a una profundidad subsea (bajo el nivel del
mar) de -2.298 m. Es posible que el contacto se encuentre
muy por debajo de este valor y exista una amplia zona de
transición, sin embargo, no existen evidencias que validen esta hipótesis. Por lo tanto, se sugiere realizar análisis
de sensibilidad con diferentes escenarios, en los cuales se
ubique el contacto agua-gas a diferentes profundidades,
hasta definir cuál sería la profundidad más razonable. A
pesar de lo mencionado anteriormente, existe otro escenario bastante probable, el cual es la presencia de múltiples contactos a lo largo de la formación Lajas.
En todo caso, ya que los dos indicadores directos de
contactos entre fluidos (perfiles y RFT) no evidencian el
contacto, este será sólo un estimado o simplemente
el valor más bajo de gas observado en el reservorio.
A pesar de la incertidumbre asociada a la profundidad
del contacto o los contactos existentes en la formación
Lajas, la figura 40 intenta demostrar el uso de la Función J
como una herramienta de validación de la saturación de
agua estimada a partir de perfiles. En esta figura se observa la buena correlación entre la saturación de agua estimada de los perfiles (EVAL:SW), la calculada a partir de
la Función J (EVAL:SwJ), y la saturación de agua mínima
relativa (EVAL:SWMREL).
Es importante destacar que en la mayoría de los pozos, la saturación de agua de los perfiles es más baja que
Petrotecnia • febrero, 2012 | 67
Figura 40. Sw vs. SwJ y SWMREL, Pozo YPF.Nq.CuM.-20, formación Lajas.
SwJ, lo cual probablemente se debe a que lo apretado
(tight) de la formación causa una baja en la conductividad
y un aumento en la resistividad, mas no necesariamente
se debe a la presencia de mayor volumen de hidrocarburos (gas).
7) Cuantificación de las unidades de flujo
Para la cuantificación de las unidades de flujo del
reservorio se elaboraron el gráfico de Lorenz, el gráfico de
Lorenz modificado, y el diagrama de almacenamiento y
flujo estratigráfico, los cuales se basan en la arquitectura
geológica, caracterización petrofísica de los tipos de roca
y poro, y capacidad de almacenamiento y de flujo del
reservorio. Usando estos parámetros a través de herramientas gráficas se busca definir unidades de flujo con
propiedades petrofísicas similares. Una unidad de flujo es
un intervalo estratigráfico continuo, con procesos dinámicos similares, que mantienen la arquitectura geológica
y las características del tipo de roca. Los tipos de roca
representan unidades del reservorio con diferentes relaciones permeabilidad-porosidad y una saturación de agua
única para una altura determinada por encima del nivel
de agua libre.
La relación permeabilidad-porosidad es una medición
relativa de la calidad de flujo del reservorio, y representa
una forma simplificada de difusividad, ignorando la viscosidad y la compresibilidad total. La capacidad de almacenamiento es el producto de la porosidad por el espesor;
y la capacidad de flujo, el producto de la permeabilidad
por el espesor.
El gráfico de Lorenz modificado es una variación,
como su nombre lo indica, del gráfico utilizado para determinar el Coeficiente de Lorenz. El gráfico de Lorenz
modificado muestra la capacidad fraccional de flujo
(%k*h) versus la capacidad fraccional de almacenamiento
(%Ø*h).
La modificación implica una acumulación de %k*h
68 | Petrotecnia • febrero, 2012
y %Ø*h por capa, de manera que se conserve la posición
estratigráfica, es decir, la capacidad de flujo y la capacidad
de almacenamiento de las capas son jerarquizadas según
unidades de flujo y no pie a pie, o metro a metro. Esta
modificación mantiene las características del gráfico de
Lorenz original, el cual muestra el grado de heterogeneidad del yacimiento, y a la vez agrega una dimensión de
unidades de flujo.
El diagrama de almacenamiento y flujo estratigráfico
incluye datos de %k*h y %Ø*h por capa, los muestra en
un sentido estratigráfico. Este gráfico permite una mejor
visualización de la distribución vertical de los datos contenidos en el gráfico de Lorenz modificado.
Para este caso se definieron las unidades de flujo en
los 20 pozos del proyecto, mediante la aplicación de la
metodología de Lorenz y los diagramas de almacenamiento y flujo estratigráfico.
El punto de partida para la identificación de las unidades de flujo mediante la metodología nombrada son
los tipos de roca definidos a partir de la curva de radio
de garganta de poro. Para cada tipo de roca, el cual está
estratigráficamente definido por un tope y una base, se
obtienen el espesor (unidad de flujo), y los promedios de
porosidad, permeabilidad y radio de garganta de poro.
En la tabla 4 se muestra cómo a partir de estos datos,
se calcula capacidad de flujo (k*h), capacidad de almacenamiento (Ø*h), el porcentaje de flujo y almacenamiento
(%k*h y %Ø*h) que representa cada una de las capas
con respecto al flujo y almacenaje total, y, finalmente, el
acumulado de (%k*h y % Ø*h) en orden estratigráfico de
cada una de las capas.
A partir de los datos mostrados en la tabla 4, se construye el gráfico de Lorenz estratigráfico (figura 41), en el
cual se grafican los acumulados de %k*h en el eje vertical
y los acumulados de %Ø*h en el eje horizontal. En este
gráfico, cada recta con pendiente determinada, representa
una unidad de flujo con un determinado %k*h y %Ø*h,
con respecto al 100% del total. Unidades de flujo con
Figura 41. Gráfico de Lorenz estratigráfico, Pozo YPF.Nq.CuM.a-15.
mayor pendiente, indican mayor porcentaje de aporte al
flujo, mientras que unidades con menor pendiente indican mayor porcentaje de aporte al almacenamiento y menor al flujo. La longitud de la recta está relacionada con
la magnitud de aporte al flujo y al almacenamiento. Cabe
destacar que la ubicación en el gráfico de las diferentes
unidades de flujo corresponde al orden estratigráfico en
que se encuentran en el subsuelo, por lo cual fácilmente
pueden detectarse zonas con buena calidad de roca (almacenamiento y flujo), zonas con almacenamiento pero sin
aporte al flujo y zonas sello.
Para construir el gráfico de Lorenz modificado, se
parte de los mismos datos de los promedios de porosidad,
permeabilidad y radio de garganta de poro para cada tipo
de roca, y se los ordena en función del radio de garganta
de poro, de mejor a peor calidad de roca. En la tabla 5 se
muestra cómo a partir de estos datos, se calcula capacidad
de flujo (k*h), capacidad de almacenamiento (Ø*h), el
porcentaje de flujo y almacenamiento (%k*h y %Ø*h)
que representa cada una de las capas con respecto al flujo
y almacenaje total, y finalmente el acumulado (%k*h y
%Ø*h) en orden jerarquizado de calidad de roca.
Figura 42. Gráfico de Lorenz modificado, Pozo YPF.Nq.CuM.a-15.
A partir de los datos mostrados en la tabla 5, se construye el gráfico de Lorenz modificado (figura 42), en el
cual se grafican los acumulados de %k*h en el eje vertical
y los acumulados de %Ø*h en el eje horizontal. En este
gráfico, cada recta con pendiente determinada representa
una unidad de flujo con un determinado %k*h y %Ø*h
con respecto al 100% del total. La ubicación en el gráfico
de las diferentes unidades de flujo corresponde al orden
jerarquizado en función de la calidad de roca.
Para el caso del pozo YPF Nq.CuM.a-15, se observan
en la figura 42 cinco tendencias principales. En la primera, donde se agrupan las unidades de mejor calidad,
se drenaría apenas el 7% del almacenamiento, el cual
corresponde al 42% del flujo. Al llegar al segundo punto,
rocas de mediana calidad, se alcanza a drenar el 21,5%
del almacenamiento total, y el 68% de la capacidad de
flujo. Observando la tercera tendencia, correspondiente a
rocas de menor calidad, se logra drenar el 38,5% del almacenamiento, y el 85% de la capacidad de flujo. El 15%
remanente de la capacidad de flujo, al cual está asociado
el 61,5% del almacenamiento (dos últimas tendencias),
corresponde a rocas de pobre calidad o rocas sello.
Tabla 4. Ejemplo cálculo k*h y Ø*h, gráfico de Lorenz estratigráfico, unidades de flujo.
Petrotecnia • febrero, 2012 | 69
Figura 43. Diagrama de almacenamiento y flujo estratigráfico, Pozo
YPF.Nq.CuM.a-15.
Finalmente, en la figura 43 se presenta el diagrama de
almacenamiento y flujo estratigráfico para el pozo YPF.
Nq.CuM.a-15, en el cual se puede observar tanto la capacidad de flujo como la de almacenamiento de cada unidad de
flujo a la profundidad donde se ubica estratigráficamente.
Conclusiones
Las siguientes consideraciones son el corolario de este
trabajo:
1) Se evaluó un total de 20 pozos en la formación Lajas, los
cuales serán incorporados al modelaje geológico del área.
2) Debido a que la mayoría de los pozos cuenta con perfiles de densidad, neutrón y sónico a lo largo de la formación Lajas, se utilizó la combinación densidad/neutrón para estimar la porosidad en las areniscas limpias,
mientras que en las zonas limosas o “sucias”, donde
el perfil de neutrón es optimista debido a la presencia
de alta saturación de agua irreducible, se utilizó sólo el
perfil de densidad. En zonas de mal calibre o derrumbadas, la porosidad se estimó a partir del perfil sónico.
Dicha porosidad fue calibrada con datos de coronas en
condiciones de presión de reservorio.
3) Debido a que la formación Lajas está compuesta mayormente por areniscas de baja arcillosidad, el modelo
de saturación de agua utilizado fue el modelo de Si-
mandoux para arcillas dispersas.
4) El modelo de tipo de roca definido a partir del análisis
de curvas de presión capilar por inyección de mercurio
fue el R20 de Pittman. Es importante mencionar que las
pruebas de presión capilar disponibles fueron realizadas
hasta 1.706 psi, con las cuales se logra penetrar el sistema poroso hasta un tamaño de garganta poral mínimo
de 0,06 micrones, lo cual corresponde a una roca nanoporosa, que en este tipo de reservorios puede ser productora. Sería recomendable obtener pruebas de presión
capilar a alta presión que penetren todo el sistema poroso de la muestra, y comparar los resultados con muestras
que correspondan al mismo tipo de roca analizadas a
una presión de 1.706 psi. A pesar de lo mencionado anteriormente, el modelo de garganta poral obtenido (R20)
es confiable ya que a las presiones a las cuales se realizaron las pruebas, se logra definir el tamaño de garganta
poral dominante en cada una de las muestras.
5) En cuanto a la saturación de agua, los resultados de las
pruebas de presión capilar hasta 1.706 psi indican que
estamos cerca de la saturación de agua irreducible, por lo
que en este respecto son igualmente bastante confiables.
6) La caracterización petrofísica realizada permite identificar unidades con características petrofísicas similares.
Estas unidades tienen tendencias definidas que deben
ser identificadas mediante su modelado geológico. Del
mismo modo, dichas unidades deben ser consideradas
en los modelos de simulación, así como también en los
programas de reterminación e inyección.
7) La Función J es representativa siempre que la formación sea homogénea y puede ser utilizada para validar
la saturación estimada de los perfiles en aquellos reservorios donde el contacto agua-gas sea conocido con
precisión.
8) Con respecto al contacto agua-gas (CAG), existen básicamente tres fuentes principales para determinarlo:
a. A partir de los probadores de formación (RFT, XT);
sin embargo, ninguno de los pozos con pruebas disponibles mostraron la presencia de contactos. Generalmente las pruebas resultaron secas o inconclusas
por falta de sello de la herramienta.
b. A partir de los perfiles; los cuales no presentan cambios
de resistividad que pudieran estar asociados a un CAG.
Tabla 5. Ejemplo cálculo k*h y Ø*h, gráfico de Lorenz modificado, unidades de flujo.
70 | Petrotecnia • febrero, 2012
c. A partir de pruebas de producción de los pozos, sin
embargo, debido al fracturamiento a que han sido
sometidas las zonas productoras, muchas de estas
están probablemente afectadas por comunicación
entre las zonas de gas y zonas con saturaciones de
agua mayores. De igual manera, el contacto definido de este modo se aproxima más a la profundidad
de Gas-Down-To y no al contacto agua-gas original.
9) El contacto agua-gas en la formación Lajas se ubica por
debajo de la base del reservorio. Es decir, la altura de la
columna de gas sobre el nivel de agua libre es mayor
que el espesor del reservorio, por lo cual el contacto no
puede observarse en los perfiles. Por otro lado, los datos del probador de formación no son conclusivos.
10) Se sugiere realizar análisis de sensibilidad en los cuales
se ubique el contacto agua-gas a diferentes profundidades, hasta definir cuál sería la profundidad más
razonable. Otro escenario probable es la presencia de
múltiples contactos a lo largo de la formación Lajas.
11) No existe una relación directa entre tipos de roca y
facies sedimentarias, esto debido a la variabilidad de
los procesos diagenéticos. Sin embargo, se observaron
buenas correlaciones entre permeabilidad y porosidad
en las siguientes facies:
a. • Areniscas litofeldespáticas medias
b. • Areniscas litofeldespáticas gruesas
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Los autores dejan expresa constancia del agradecimiento a la Unidad de Negocios Neuquén Gas por permitirnos
socializar este trabajo.
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